CN103124075A - 一种风电基地无功配置方法 - Google Patents

Abstract

本发明提出了一种风电基地无功配置方法，该方法基于***中可调节的备用、可中断负荷等资源的协调，考虑风电场无功优化的各种限制，以风电场并网点电压跌落后的动态过程产生的运行风险最小为优化目标，采用遗传算法，使得风电基地无功配置方案最优。与现有风电场常用的有功网损最小配置方案相比，采用本文方法能够减少风电基地的无功配置容量，减少***有功备用容量，从而降低了***运行成本，既有助于充分调用***各类调控资源，也有益于保证并网点稳态电压水平和暂态电压特性。

Description

一种风电基地无功配置方法

技术领域

本发明涉及一种用于风电基地无功配置的方法，属于新能源发电技术中的风力发电控制技术领域。

背景技术

为了应对大规模风电接入给电网无功补偿配置和安全稳定运行造成的巨大压力，国家电网公司制定了《风电场接入电网技术规定》和《风电场无功配置及电压控制技术规定》等规范并网风电场运行的技术要求，并明确提出，风电场的无功配置最重要的要求是风电场的无功容量和快速响应能力。

随着并网风电装机容量的不断增加，特别是大规模风电基地的建设，给电力***安全稳定运行带来了一系列挑战，电网电压控制问题尤为突出。近年，在西北、华北和东北发生的多起大规模风电机组脱网事故均有***或风电场内单一故障引起，由于风电机组缺乏低电压穿越能力并且无功补偿配置和控制不合理，对***形成二次冲击，导致故障范围的扩大。这在一定程度上暴露了风电场无功补偿配置及电网电压控制方面存在的不足，因此，大规模风电基地的无功补偿配置及电压控制问题逐渐成为风电集中式、跨越式发展进程中所关注的关键技术问题之一。

目前国内风电基地无功配置方法尚不完善，导致***大量安装快速响应动态无功补偿装置，运行经济型差。风电基地通过有功网损最小的算法来实现无功配置，即考虑无功优化的约束条件，以风电基地运行过程中产生的有功网损最小为优化目标进行无功配置。但该算法未考虑当***发生故障或受扰动产生电压跌落后，可能引起大规模风电机组脱网，从而进一步导致***备用投入，甚至采取切负荷措施，这些大大增加***的运行成本。

***中可调节的备用、可中断负荷与无功补偿装置等资源的协调为考虑运行风险的风电基地无功配置方法提供了条件。

发明内容

发明目的：本发明所要解决的技术问题是风电基地无功配置问题，提供一种能综合考虑无功补偿投资及运行成本、有功备用成本和切负荷成本的风电基地无功优化配置方法方法。

本发明解决其技术问题所采用的技术方案如下：

一种风电基地无功配置方法，它包括如下步骤：

（1）根据风电场低电压穿越技术的要求判断并网点风电机组是否脱网，风电场内的风电机组并网点电压跌落至20%额定电压时能够保证不脱网运行625ms，风电场并网点电压在发生跌落后2s能够恢复到90%额定电压时，风电机组能够保证不脱网运行；如果在风电机组并网点电压跌落至不到90%额定电压并在低电压穿越允许的时间内未采取无功补偿措施，会造成风电机组脱网，则采用下述步骤（2）～步骤（5）的优化方法配置并网点无功补偿容量和有功备用容量使得跌落后动态过程的运行风险最小。为模拟风电基地发生故障的多样性，将电网发生不同电压跌落幅度的分为以下九种场景，并给出每种场景发生的概率，分别求取不同场景下电压跌落后动态过程中可能产生的最大运行风险，最后获得电压跌落后的运行风险期望值。

2）基于降阶雅克比矩阵可以求得风电场接入点i关于自身和风电场无功功率的灵敏度关系，并根据两者的灵敏度大小判断无功补偿装置的最佳接入点；

选取风电场接入局部区域为研究对象，若区域内包含m个风电场，并通过n个接入点接入主电网，则可以得到只包含风电场节点和接入点的2(m+n)阶部分节点降阶雅克比矩阵J_SI，对J_SI求逆，可得

根据式(1)可得第i个接入点关于本地无功功率的灵敏度关系为

S₁=△U_i/△Q_i=a_{2m+n+i,2m+n+i}  (2)

同时，可得第i个接入点关于第j个风电场无功功率的灵敏度关系为

S₂=△U_i/△Q_j=a_2m+n+i,m+n+j  (3)

如果S₁>S₂，则在风电场接入点侧进行无功补偿效果更好；反之，在风电场出口处进行无功补偿效果更优。

根据求得的风电场无功/电压灵敏度关系，可以获得无功补偿装置对风电场并网点的电压支撑能力指标，N即

$\mathrm{\Δ}{U}_j=S_{\mathrm{ji}}\×\underset{i=1}{\mathrm{\Σ}}{Q}_{\mathrm{iSVC}}---\left(4\right)$

其中，S_ji为并网点j的电压对节点i无功补偿的灵敏度，Q_isvc为并网点i的无功补偿容量；

动态无功补偿容量的确定应与各风电场接入点的电压控制水平期望值相关，因此，对于各种实际运行可能出现的场景，动态无功补偿的投资成本R_S可表示为

$R_S=\frac{\underset{i=1}{\overset{N}{\mathrm{\Σ}}}{p}_i\×Q_{\mathrm{SVC}}\×k_{\mathrm{SVC}}}{N}---\left(5\right)$

$Q_{\mathrm{SVC}}=\underset{j=1}{\overset{N_W}{\mathrm{\Σ}}}\mathrm{\Δ}{U}_j/S_j---\left(6\right)$

其中，p_i为某一特定场景发生的概率；Q_svc为特定场景下风电场接入点配置的动态无功补偿容量；N为可能出现的场景数；k_svc为补偿1Mvar无功所需要的成本；S_j为接入点j的电压关于本地无功的灵敏度；△U_j为接入点j的电压偏差；N_W为区域电网内风电场的总数；

（3）若配置的无功补偿设备无法帮助风电场并网点电压恢复到合理的范围则会引起风电机组脱网，需要***备用平衡由此引起的有功功率缺额。为应对风电机组脱网事故的发生，***将在原有备用基础上增加一定比例的备用。***备用按照响应速度可以分为冷备用、替代备用、热备用和旋转备用，其中，旋转备用的响应速度最快。当***发生电压跌落引起风电机组脱网时，启用旋转备用将能够有效减轻对***的影响。一般情况下，***中配置的旋转备用容量约占***总负荷的5%～10%，且运行成本相对较高；因此，***有功备用的运行成本R_R可表示为：

$R_R=\frac{\underset{i=1}{\overset{N}{\mathrm{\Σ}}}{p}_i\×P_R\×k_R}{N}---\left(7\right)$

其中，P_R为区域电网的有功备用容量；k_R为配置1MW旋转备用容量的成本；

（4）根据电网络理论求取场景A下故障电压传播到并网点j的电压跌落幅度U_jA。首先，若***阻抗矩阵为Z，对***做诺顿等值，得到***的等值导纳阵Y_eq和注入电流

${\stackrel{\·}{I}}_{\mathrm{eq}}^{\left(0\right)}=Y_{\mathrm{eq}}\·{\stackrel{\·}{U}}_{\mathrm{eq}}^{\left(0\right)}---\left(8\right)$

${\stackrel{\·}{U}}_{\mathrm{eq}}^{\left(0\right)}=M_F^T\·{\stackrel{\·}{U}}^{\left(0\right)}---\left(9\right)$

计算故障端口电压和电流为，

${\stackrel{\·}{U}}_F={(I+Z_{\mathrm{eq}}\·Y_F)}^{-1}\·{\stackrel{\·}{U}}_{\mathrm{eq}}^{\left(0\right)}---\left(10\right)$

${\stackrel{\·}{I}}_F=Y_F\·{\stackrel{\·}{U}}_F---\left(11\right)$

则故障电压传播到并网点j的电压跌落幅度为，

$U_{\mathrm{jA}}=Z\·M_F{\·\stackrel{\·}{I}}_F---\left(12\right)$

式(8)～式(12)中，

为节点-端口关联矩阵，Y_F为故障节点接地导纳，I为单位矩阵；

若动态无功补偿配置及***有功备用安排不合理，则为了保证***有功功率的平衡，风电机组脱网将有可能引起切负荷措施，切负荷量是风电机组脱网容量与启用***备用容量的差值。***采取切负荷措施需要对被切负荷进行补偿，将在一定程度上影响电网运行的经济性。此时，***切负荷可通过可中断负荷等手段实现。由于风电机组脱网引发的切负荷补偿成本R_off可表示为：

$R_{\mathrm{off}}=\left\{\begin{array}{cc}\frac{\underset{i=1}{\overset{N}{\mathrm{\&Sigma;}}}{p}_i\&times;(P_{\mathrm{off}}-P_R)\&times;k_L}{N}& P_R<P_{\mathrm{off}}\\ 0& P_R>P_{\mathrm{off}}\end{array}\right.---\left(13\right)$

$P_{\mathrm{off}}=\underset{j=1}{\overset{N_W}{\mathrm{\&Sigma;}}}{P}_{\mathrm{jW}}\&CenterDot;g\left(U_j\right)---\left(14\right)$

式中，P_jW为并网点j接入的风电容量；k_L为***切除1MW负荷的补偿成本；U_j0为特定场景下并网点j的初始电压值；△U_j1为特定场景下***故障引起风电场并网点j的电压跌落幅值；△U_j2为特定场景下动态无功补偿对并网点j的电压支撑幅值。

g(U_j)反映了并网点j接入风电场的运行状态，1表示脱网，0表示未脱网。g(U_j)将根据并网点j的电压U_j对照图1所示的曲线取值。并网点j的电压U_j可由初始电压U_j0、故障引起的电压跌落幅值和动态无功补偿提供的电压支撑三部分确定，

$U_j=U_{j0}-U_{\mathrm{jA}}+S_{\mathrm{ji}}\&times;\underset{i=1}{\overset{N_W}{\mathrm{\&Sigma;}}}{Q}_{\mathrm{iSVC}}---\left(15\right)$

（5）引入风险的概念有助于对评价不同无功补偿配置情况下电网发生电压跌落时大规模风电机组脱网产生的后果。这一评价过程共包含了两方面的要素，即无功补偿配置和风电机组脱网的后果，而风电机组脱网的后果又包括启动备用容量及可能产生的切负荷。因此，大规模风电机组脱网的风险应主要由风电基地无功补偿投资成本、备用容量成本和切负荷补偿成本三部分组成，

Risk=R_S+R_R+R_off  (16)

约束条件为：

$\left\{\begin{array}{c}\mathrm{\&Delta;P}=P_{\mathrm{Gi}}-P_{\mathrm{Li}}+P_R-\\ U_i\underset{i=1}{\overset{N_1}{\mathrm{\&Sigma;}}}{U}_j(G_{\mathrm{ij}}\cos {\mathrm{\&delta;}}_{\mathrm{ij}}+B_{\mathrm{ij}}\sin {\mathrm{\&delta;}}_{\mathrm{ij}})=0\\ \mathrm{\&Delta;Q}=Q_{\mathrm{Gi}}-Q_{\mathrm{Li}}+Q_{\mathrm{iSVC}}-\\ U_i\underset{i=1}{\overset{N_1}{\mathrm{\&Sigma;}}}{U}_j(G_{\mathrm{ij}}\sin {\mathrm{\&delta;}}_{\mathrm{ij}}-B_{\mathrm{ij}}\cos {\mathrm{\&delta;}}_{\mathrm{ij}})=0\end{array}\right.---\left(17\right)$

$\left\{\begin{array}{ccccc}{Q}_{\mathrm{SVC}}^{\min }& \&le;& Q_{\mathrm{SVC}}& \&le;& Q_{\mathrm{SVC}}^{\max }\\ U_A^{\min }& \&le;& U_A& \&le;& U_A^{\max }\\ {P_R}^{\min }& \&le;& P_R& \&le;& {P_R}^{\max }\\ U_i^{\min }& \&le;& U_i& \&le;& U_i^{\max }\end{array}\right.---\left(18\right)$

其中，P_Gi、Q_Gi分别为节点i处的发电有功功率和无功功率；P_Li、Q_Li分别为节点i的负荷有功功率和无功功率；Q_iSVC为无功补偿节点i的SVC补偿功率；U_i为节点i的电压；G_ij、δ_ij分别为节点i、j之间的电导和相角差；N₁为节点数；

分别为无功补偿点SVC的补偿容量的上下限；

分别为场景下节点电压跌落幅度上下限；

分别为风电***有功备用容量上下限；

分别为节点电压上下限。

有益效果：本发明提出了一种考虑运行风险的风电基地无功配置方法，该方法基于***中可调节的备用、可中断负荷等资源的协调，考虑风电场无功优化的各种限制，以风电场并网点电压跌落后的动态过程产生的运行风险最小为优化目标，采用遗传算法，使得风电基地无功配置方案最优。与现有风电场常用的有功网损最小配置方案相比，采用本文方法能够减少风电基地的无功配置容量，减少***有功备用容量，从而降低了***运行成本，既有助于充分调用***各类调控资源，也有益于保证并网点稳态电压水平和暂态电压特性。

附图说明

图1为风电场低电压穿越技术要求曲线。

图2为本发明方法的总流程图。

图3为电网接线示意图。

图4为遗传算法的流程图。

图5为风电场1的并网点采用本发明方法、网损最小优化算法和固定比例算法电压曲线对比。

图6为风电场2的并网点采用本发明方法、网损最小优化算法和固定比例算法电压曲线对比。

图7为风电场3的并网点采用本发明方法、网损最小优化算法和固定比例算法电压曲线对比。

具体实施方式：

下面参照附图并结合实施例对本发明作进一步详细描述。但是本发明不限于所给出的例子。

本发明主要针对风电基地的无功补偿配置问题。对于单个风电场而言，多台风电机组可以等值成多个不同运行情况的风电场，因而单个风电场和风电基地无功补偿配置的研究内容类似，所以也可采用本发明提出的方法。

本发明用于风电基地的无功补偿配置，国内包含风电的某实际电网接线示意图如图2所示,其中LVRT为低电压穿越LVRT(LowVoltageRideThrough)。

表1电压跌落概率分布

为模拟风电基地发生故障的多样性，以检验本文提出的方法在不同电压跌落场景下的优化效果，将电网发生不同电压跌落幅度分为九种不同场景，并给出每种场景发生的概率，如表1所示分别求取不同场景下电压跌落后动态过程中可能产生的最大运行风险，最后获得电压跌落后的运行风险期望值。

1、根据风电场低电压穿越技术的要求判断并网点风电机组是否脱网，如果在风电机组并网点电压跌落至不到90%额定电压并在低电压穿越允许的时间内未采取无功补偿措施，会造成风电机组脱网，

例如，风电机组并网点电压跌落至0.2，根据技术要求风电机组低电压穿越允许最大不脱网运行时间为625毫秒，快速无功补偿装置的动作时间大于0.625毫秒。

如果快速无功补偿装置动作时间小于等于低电压穿越允许的最大不脱网运行时间且无功容量满足运行要求时，则风电机组不脱网；如果快速无功补偿装置的动作时间大于低电压穿越允许的最大不脱网运行时间或者无功容量不能满足要求时，风电机组可能脱网，则采用下述步骤2～步骤5的优化方法配置无功补偿容量和有功备用容量。

2、基于降阶雅克比矩阵可以求得风电场接入点i关于自身和风电场无功功率的灵敏度关系，并根据两者的灵敏度大小判断无功补偿装置的最佳接入点；

选取风电场接入局部区域为研究对象，若区域内包含m个风电场，并通过n个接入点接入主电网，则可以得到只包含风电场节点和接入点的2(m+n)阶部分节点降阶雅克比矩阵J_SI，对J_SI求逆，可得

根据式(1)可得第i个接入点电压关于本地无功功率变化的灵敏度关系为

S₁=△U_i/△Q_i=a_{2m+n+i,2m+n+i}  (2)

同时，可得风电场出口电压关于接入点无功功率变化的灵敏度关系为

S₂=△U_i/△Q_j=a_2m+n+i,m+n+j  (3)

实施例中，读取表2和表3所示的电压/无功灵敏度关系，判断风电场无功补偿装置的最佳安装地点；例如并网点1（PCC1）的电压关于PCC1的无功功率变化的灵敏度为0.01098，而风电场出口电压关于PCC1的无功功率变化的灵敏度为0.01096，则风电场1的无功补偿装置的最佳安装地点为接入点处；例如PCC2的电压对PCC1的无功功率变化灵敏度为0.00601，说明风电场1的无功补偿装置对并网点2同样有电压支撑作用，只是相对于自身的补偿装置的作用效果较小。

表2接入点电压关于各接入点无功功率变化灵敏度

表3风电场出口电压关于各接入点无功功率变化灵敏度

由表1可得九种不同场景下电压跌落的概率，分别求取每种场景下各个接入点的电压偏差，根据已求到的电压/无功灵敏度关系和各个接入点的电压偏差可求取特定场景下风电场不同接入点配置的动态无功配置容量：

$Q_{\mathrm{SVC}}=\underset{j=1}{\overset{3}{\mathrm{\&Sigma;}}}\mathrm{\&Delta;}{U}_j/S_j---\left(4\right)$

已知1MVar无功的补偿成本为k_SVC=300元/MVar，进而可计算出无功补偿设备的投资成本期望值为：

$R_S=\frac{\underset{i=1}{\overset{9}{\mathrm{\&Sigma;}}}{p}_i\&times;Q_{\mathrm{SVC}}\&times;k_{\mathrm{SVC}}}{9}---\left(5\right)$

3、若配置的无功补偿设备无法帮助风电场并网点电压恢复到合理的范围则会引起风电机组脱网，需要***备用平衡由此引起的有功功率缺额。已知九种不同场景下电压跌落的概率，若区域电网的有功备用容量为P_R，配置1MW有功备用容量的成本为k_R=140元/MW，可计算出有功备用容量的运行成本期望值为

$R_R=\frac{\underset{i=1}{\overset{9}{\mathrm{\&Sigma;}}}{p}_i\&times;P_R\&times;k_R}{9}---\left(6\right)$

4、并网点j的电压U_j可由初始电压U_j0、故障引起的电压跌落幅值和动态无功补偿提供的电压支撑三部分确定，

$U_j=U_{j0}-U_{\mathrm{jA}}+S_{\mathrm{ji}}\&times;\underset{i=1}{\overset{N_W}{\mathrm{\&Sigma;}}}{Q}_{\mathrm{iSVC}}---\left(7\right)$

式中，右侧第一项U_j0为并网点j的初始电压值；右侧第二项为故障引起的电压跌落幅值，U_jA为场景A下故障电压传播到节点j的电压跌落幅度；右侧第三项为动态无功补偿提供的电压支撑，S_ji为并网点j的电压对节点i无功补偿的灵敏度，Q_iSVC为并网点i的无功补偿容量。

风电机组的脱网容量为

$P_{\mathrm{off}}=\underset{j=1}{\overset{N_W}{\mathrm{\&Sigma;}}}{P}_{\mathrm{jW}}\&CenterDot;g\left(U_j\right)---\left(8\right)$

g(U_j)反映了并网点j接入风电场的运行状态，1表示脱网，0表示未脱网。g(U_j)将根据并网点j的电压U_j对照图1所示的曲线取值。

由于风电机组脱网引发的切负荷补偿成本期望值R_off可表示为：

$R_{\mathrm{off}}=\left\{\begin{array}{c}\frac{\underset{i=1}{\overset{9}{\mathrm{\&Sigma;}}}{p}_i\&times;(P_{\mathrm{off}}-P_R)\&times;k_L}{9},P_R<P_{\mathrm{off}}\\ 0,P_R>P_{\mathrm{off}}\end{array}\right.---\left(9\right)$

5、大规模风电机组脱网的风险应主要由风电基地无功补偿投资成本、备用容量成本和切负荷补偿成本三部分组成，根据公式（10）和约束条件计算有功备用容量P_R和无功补偿容量Q_SVC：

Risk=R_S+R_R+R_off  (10)

约束条件为：

$\left\{\begin{array}{c}\mathrm{\&Delta;P}=P_{\mathrm{Gi}}-P_{\mathrm{Li}}+P_R-\\ U_i\underset{i=1}{\overset{N_1}{\mathrm{\&Sigma;}}}{U}_j(G_{\mathrm{ij}}\cos {\mathrm{\&delta;}}_{\mathrm{ij}}+B_{\mathrm{ij}}\sin {\mathrm{\&delta;}}_{\mathrm{ij}})=0\\ \mathrm{\&Delta;Q}=Q_{\mathrm{Gi}}-Q_{\mathrm{Li}}+Q_{\mathrm{iSVC}}-\\ U_i\underset{i=1}{\overset{N_1}{\mathrm{\&Sigma;}}}{U}_j(G_{\mathrm{ij}}\sin {\mathrm{\&delta;}}_{\mathrm{ij}}-B_{\mathrm{ij}}\cos {\mathrm{\&delta;}}_{\mathrm{ij}})=0\end{array}\right.---\left(11\right)$

$\left\{\begin{array}{ccccc}{Q}_{\mathrm{SVC}}^{\min }& \&le;& Q_{\mathrm{SVC}}& \&le;& Q_{\mathrm{SVC}}^{\max }\\ U_A^{\min }& \&le;& U_A& \&le;& U_A^{\max }\\ P_R^{\min }& \&le;& P_R& \&le;& P_R^{\max }\\ U_i^{\min }& \&le;& U_i& \&le;& U_i^{\max }\end{array}\right.---\left(12\right)$

其中，P_Gi、Q_Gi分别为节点i处的发电有功功率和无功功率；P_Li、Q_Li分别为节点i的负荷有功功率和无功功率；Q_iSVC为无功补偿节点i的SVC补偿功率；U_i为节点i的电压；G_ij、δ_ij分别为节点i、j之间的电导和相角差；N₁为节点数；

分别为无功补偿点SVC的补偿容量的上下限；分别为场景下节点电压跌落幅度上下限；

分别为风电***有功备用容量上下限；

分别为节点电压上下限。

通过以上方法，得到三个风电场并网点的电压曲线，如图5～7。

由图5～图7可见，采用固定比例配置方法得到的无功配置方案，在发生相同故障的条件下并网点暂态电压特性最差，而采用本文方法得到的无功配置方案与网损最小优化方法得到的方案，并网点的暂态电压特性基本相同。

通过以上对比可以看出：本发明的基于***中可调节的备用、可中断负荷等资源的协调，考虑风电场无功优化的各种限制，充分调用***各类调控资源，在保证并网点稳态电压水平和暂态电压特性的同时，可以减少风电基地的无功配置容量，减少***有功备用容量，从而降低了***运行成本。

以上所述仅是本发明的优选实施方式，应当指出：对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明原理的前提下，还可以做出若干可以预期的改进和润饰，这些改进和润饰也应视为本发明的保护范围。

Claims (6)

1.一种风电基地无功配置方法，包括如下步骤：

（1）根据不同场景下***电压跌落的概率，基于电网络理论求取所述不同场景下故障电压传播到风电场并网点的电压跌落幅度；

（2）基于风电场低电压穿越技术的要求曲线，判断***电压跌落是否会造成并网风电机组脱网；

（3）建立***电压跌落的风险指标模型；

（4）根据电网发生电压跌落时大规模风电机组脱网引发的切负荷补偿成本、无功补偿设备的投资成本和***有功备用容量的运行成本，建立计及***电压跌落风险的风电基地无功优化配置模型；

（5）采用遗传算法对步骤（4）所建立的计及***电压跌落风险的风电基地无功优化配置模型进行无功优化计算，获得最佳无功补偿容量、有功备用容量和***切负荷容量。

2.根据权利要求1所述一种风电基地无功配置方法，其特征在于步骤（1）所述基于电网络理论求取所述不同场景下故障电压传播到风电场并网点的电压跌落幅度为：

若***阻抗矩阵为Z，对***做诺顿等值，得到***的等值导纳阵Y_eq和注入电流

${\stackrel{\&CenterDot;}{I}}_{\mathrm{eq}}^{\left(0\right)}=Y_{\mathrm{eq}}\&CenterDot;{\stackrel{\&CenterDot;}{U}}_{\mathrm{eq}}^{\left(0\right)}---\left(1\right)$

${\stackrel{\&CenterDot;}{U}}_{\mathrm{eq}}^{\left(0\right)}=M_F^T\&CenterDot;{\stackrel{\&CenterDot;}{U}}^{\left(0\right)}---\left(2\right)$

计算故障端口电压和电流为，

${\stackrel{\&CenterDot;}{U}}_F={(I+Z_{\mathrm{eq}}\&CenterDot;Y_F)}^{-1}\&CenterDot;{\stackrel{\&CenterDot;}{U}}_{\mathrm{eq}}^{\left(0\right)}---\left(3\right)$

${\stackrel{\&CenterDot;}{I}}_F=Y_F\&CenterDot;{\stackrel{\&CenterDot;}{U}}_F---\left(4\right)$

则故障电压传播到并网点j的电压跌落幅度为，

$U_{\mathrm{jA}}=Z\&CenterDot;M_F\&CenterDot;{\stackrel{\&CenterDot;}{I}}_F---\left(5\right)$

式中，为节点-端口关联矩阵，Y_F为故障节点接地导纳，I为单位矩阵。

3.根据权利要求2所述一种风电基地无功配置方法，其特征在于步骤（2）所述基于风电场低电压穿越技术的要求曲线，判断***电压跌落是否会造成并网风电机组脱网为：

如果快速无功补偿装置动作时间小于等于低电压穿越允许的最大不脱网运行时间且无功容量满足运行要求时，则风电机组不脱网；如果快速无功补偿装置的动作时间大于低电压穿越允许的最大不脱网运行时间或者无功容量不能满足要求时，风电机组可能脱网，则采用下述步骤2～步骤5的优化方法配置无功补偿容量和有功备用容量。

4.根据权利要求2所述一种风电基地无功配置方法，其中所述风电机组并网点电压跌落至20%额定电压时能够保证不脱网运行625ms，风电场并网点电压在发生跌落后2s能够恢复到90%额定电压时，风电机组能够保证不脱网运行；如果在风电机组并网点电压跌落至不到90%额定电压并在低电压穿越允许的时间内未采取无功补偿措施，会造成风电机组脱网。

5.根据权利要求3所述一种风电基地无功配置方法，其特征在于步骤（3）所述的***电压跌落的风险指标是由***不同故障发生的可能性和风电场内风电机组脱网造成的后果来定义的，其数学描述为：

Risk(A)=P_r,A×S_ev,A  （6）

式中，P_r,A表示不同场景下***电压跌落的概率；S_ev,A为***电压跌落造成的后果。

6.根据权利要求5所述一种风电基地无功配置方法，其特征在于步骤（4）所述建立计及***电压跌落风险的风电基地无功优化配置模型，具体步骤如下：

根据电网发生电压跌落时大规模风电机组脱网引发的切负荷补偿成本、无功补偿设备的投资成本和***有功备用容量的运行成本，建立相应的优化模型：

minRisk=R_S+R_R+R_off  （7）

式中，R_S、R_R、R_off分别为无功补偿设备的投资成本、***有功备用容量的成本和风电机组脱网导致切负荷引发的补偿成本，

其中，动态无功补偿容量的投资成本R_S与各风电场接入点的电压控制水平期望值相关，所述动态无功补偿的投资成本R_S可表示为

$R_S=\frac{\underset{i=1}{\overset{N}{\mathrm{\&Sigma;}}}{p}_i\&times;Q_{\mathrm{SVC}}\&times;k_{\mathrm{SVC}}}{N}---\left(8\right)$

$Q_{\mathrm{SVC}}=\underset{j=1}{\overset{N_W}{\mathrm{\&Sigma;}}}\mathrm{\&Delta;}{U}_j/S_j---\left(9\right)$

式中，p_i为某一特定场景发生的概率、Q_svc为特定场景下风电场接入点配置的动态无功补偿容量、N为可能出现的场景数、k_svc为补偿1Mvar无功所需要的成本、S_j为接入点j的电压关于本地无功的灵敏度、△U_j为接入点j的电压偏差、N_W为区域电网内风电场的总数；

其中，为应对风电机组脱网事故的发生，***将在原有备用基础上增加一定比例的备用；

当***发生电压跌落引起风电机组脱网时，启用旋转备用将能够有效减轻对***的影响，一般情况下，***中配置的旋转备用容量约占***总负荷的5%～10%，且运行成本相对较高，***有功备用的运行成本R_R可表示为：

$R_R=\frac{\underset{i=1}{\overset{N}{\mathrm{\&Sigma;}}}{p}_i\&times;P_R\&times;k_R}{N}---\left(10\right)$

式中，P_R为区域电网的有功备用容量、k_R为配置1MW旋转备用容量的成本；

若动态无功补偿配置及***有功备用安排不合理，则为了保证***有功功率的平衡，风电机组脱网将有可能引起切负荷措施，切负荷量是风电机组脱网容量与启用***备用容量的差值，风电机组脱网引发的切负荷补偿成本R_off可表示为：

$R_{\mathrm{off}}=\left\{\begin{array}{cc}\frac{\underset{i=1}{\overset{N}{\mathrm{\&Sigma;}}}{p}_i\&times;(P_{\mathrm{off}}-P_R)\&times;k_L}{N}& P_R<P_{\mathrm{off}}\\ 0& P_R>P_{\mathrm{off}}\end{array}\right.---\left(11\right)$

$P_{\mathrm{off}}=\underset{j=1}{\overset{N_W}{\mathrm{\&Sigma;}}}{P}_{\mathrm{jW}}\&CenterDot;g\left(U_j\right)---\left(12\right)$

式中，P_jW为并网点j接入的风电容量、k_L为***切除1MW负荷的补偿成本、U_j0为特定场景下并网点j的初始电压值、△U_j1为特定场景下***故障引起风电场并网点j的电压跌落幅值、△U_j2为特定场景下动态无功补偿对并网点j的电压支撑幅值；

g(U_j)反映并网点j接入风电场的运行状态，其为1时表示脱网，0表示未脱网，并网点j的电压U_j可由初始电压U_j0、故障引起的电压跌落幅值和动态无功补偿提供的电压支撑三部分确定，

$U_j=U_{j0}-U_{j_A}+S_{\mathrm{ji}}\&times;\underset{i=1}{\overset{N_W}{\mathrm{\&Sigma;}}}{Q}_{\mathrm{iSVC}}---\left(13\right)$

将变量约束分为潮流等式约束和运行变量约束：

潮流等式约束为：

$\left\{\begin{array}{c}\mathrm{\&Delta;P}=P_{\mathrm{Gi}}-P_{\mathrm{Li}}+P_R-\\ U_i\underset{i=1}{\overset{N_1}{\mathrm{\&Sigma;}}}{U}_j(G_{\mathrm{ij}}\cos {\mathrm{\&delta;}}_{\mathrm{ij}}+B_{\mathrm{ij}}\sin {\mathrm{\&delta;}}_{\mathrm{ij}})=0\\ \mathrm{\&Delta;Q}=Q_{\mathrm{Gi}}-Q_{\mathrm{Li}}+Q_{\mathrm{iSVC}}-\\ U_i\underset{i=1}{\overset{N_1}{\mathrm{\&Sigma;}}}{U}_j(G_{\mathrm{ij}}\sin {\mathrm{\&delta;}}_{\mathrm{ij}}-B_{\mathrm{ij}}\cos {\mathrm{\&delta;}}_{\mathrm{ij}})=0\end{array}\right.---\left(14\right)$

运行变量约束为：

$\left\{\begin{array}{ccccc}{Q}_{\mathrm{SVC}}^{\min }& \&le;& Q_{\mathrm{SVC}}& \&le;& Q_{\mathrm{SVC}}^{\max }\\ U_A^{\min }& \&le;& U_A& \&le;& U_A^{\max }\\ {P_R}^{\min }& \&le;& P_R& \&le;& {P_R}^{\max }\\ U_i^{\min }& \&le;& U_i& \&le;& U_i^{\max }\end{array}\right.---\left(15\right)$

式中，P_Gi、Q_Gi分别为节点i处的发电有功功率和无功功率，P_Li、Q_Li分别为节点i的负荷有功功率和无功功率，Q_iSVC为无功补偿节点i的SVC补偿功率，U_i为节点i的电压，G_ij、δ_ij分别为节点i、j之间的电导和相角差，N₁为节点数，

分别为无功补偿点SVC的补偿容量的上下限，分别为场景下节点电压跌落幅度上下限，分别为风电***有功备用容量上下限，

分别为节点电压上下限。

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